为了达到上述目标，通过联网方式将电网中的故障信息集中到调度中心，这是在全国电网中得到公认并正在实施的方案［1～4］。由于电力系统的网络化建设和各种保护及故障录波装置的数据格式没有统一的业界标准，使得现在较多的联网方案目的单一，即只将故障录波器信息和继电保护装置动作情况上传到调度中心，在故障发生后，调度端计算机先同某一台录波器经拨号连机传完信息后再拨通另一台录波器，直到传完所有录波器的信息。在调度端的计算机中一般只具备将各变电站故障信息打印出来的软件，缺乏故障信息数据库管理及综合分析的高层软件。针对上述现象，在对现行大量的保护和故障录波装置进行研究的基础上，为配合自行开发的故障录波装置，本文在上层分析软件方面开展了进一步的工作，提出了一种切实可行的联网方案，以此实现了调度端和现场故障信息的多种方式的双向传送；开发了电网故障信息综合分析及管理系统，实现了在调度中心对现场的故障录波和保护装置的监视及控制和采集现场的各种数据和信息，并进行深入的事故分析。
2 系统联网方案
系统联网方案如图1所示。
本文从电网故障信息联网入手组建电网的数据通信广域网系统，将Internet技术融入到故障信息网中，组建多功能的电力系统Intranet网络系统，该方案具有如下特点：
（1）这种联网方案将整个变电站的自动化管理系统融为一体。首先，变电站的计算机可以用于变电站的运行管理（台帐管理，报表管理，人员管理等），变电运行管理的报表可通过该网络传入局内。在无故障时故障信息网就是变电运行管理信息网，一方面共用了通信通道及设备，另一方面也能在无故障时经常检验通信通道的完好性。同时，当有专用通道时（如专用电话线或光纤），将各变电站的故障信息同级、同时地向调度端传送时，可通过合理区分故障重要信息及非重要信息的传递时间，使得先期到达调度端的全网故障信息能够用于电网的实时故障诊断。
（2）在通信通道允许情况下，系统具有日常信息和故障信息准实时上传功能，为更有效地利用故障信息提供条件。在GPS正常工作的情况下，此网络系统可以作为电网安全稳定及全网电压水平的监视系统，即通过故障录波器构成电网安全稳定监视控制系统。
（3）本网络系统设计时考虑了与调度自动化系统的一体化实现，可以作为调度自动化系统及MIS系统的补充。
（4）在此基础上开发了电网故障信息综合分析及管理系统。
3 系统功能组成
系统功能组成可以划分为六个组成部分，即系统管理、网络通信、综合信息分析、故障信息管理、波形分析和帮助系统。各功能模块之间的关系如图2所示，具体功能如下：（1）系统管理模块 此模块除了协调各个功能模块完成相应的任务之外，还负责系统的建立和维护工作，例如：故障录波屏的增加、删除，录波屏的定值和保护定值的管理，以及CPU定值、线路参数、开关量配置情况管理等。
（2）网络通信模块 用于实现自动拨号连接，文件传送，通信配置。
（3）综合信息分析模块 这是本系统的主要部分，它在完成故障选线、选相的基础上，进一步完成故障测距，可以采用单端测距和双端测距；谐波分析采用快速傅立叶变换对故障后的电压、电流和功率进行分析，计算出基波分量、直流分量和各次谐波分量；装置动作评判进行录波装置启动原因的评判、保护动作的评判、断路器动作评判和自动重合闸动作评判；故障诊断专家系统依据收集到的全网故障信息（包括保护、断路器动作信息和故障录波信息），采用人工智能和专家系统技术进行全面的故障诊断，找出准确故障原因，得出确切的设备和可能的拒动或误动的设备。
（4）故障信息管理模块 它对收集到的来自故障录波器和保护的信息进行格式转换、存储，并建立相应的故障信息库，以满足各种查询和浏览及打印的需要，为现场运行和管理人员服务。
（5）波形分析模块 它对不同故障数据文件，进行格式转换，并在子窗口中显示波形。波形可以进行横向和纵向缩放、可以进行拷贝和粘贴、可以通过波形移动实现对同屏显示的波形进行比较，还提供了波形剪切及分页显示等多种编辑功能。
（6）帮助系统 为了方便用户的使用，该系统提供了全面的帮助功能，除了可以系统地查询帮助文件之外，还设置了根据对象的不同，可以在鼠标右键中增加相应的帮助热键功能。
4 软件实现方法
本系统采用WindowsNTServer4．0环境，数据库采用SQLServer6．5，利用C＋＋Builder5．0强大的数据库开发功能和面向对象的设计思想进行统一的系统设计开发。
4．1 网络通信软件
网络通信考虑了两种连接方式：拨号连接和专线连接。充分利用WindowsNT的远程连接功能，采用TCP／IP协议实现。通过现场的具体配置，可在系统发生故障后，实现站端设备自动拨号连接，或专线连接时，站端故障录波装置主动传送紧急制表或全部信息（根据系统配置而定）。
4．2 综合信息分析系统
综合信息分析系统根据电网故障信息进行故障选线、故障选相、故障测距，以及谐波分析、装置动作评判和电网故障诊断。
故障选线采用负序比相算法，具体步骤是：用傅立叶算法计算出故障后第一周期的电压、电流相量值，进而求出电压电流的负序分量；然后对负序电压及电流进行比相，因为只有在故障线路的正方向才能满足负序电压相量滞后负序电流相量90°～120°的条件。
故障选相采用序分量相位比较法［6］。可以使用电流序分量，亦可使用电压序分量的相位关系进行选相，两者的原理和判据是一致的。序电流选相在大电流侧灵敏度高，序电压选相在小电流侧及无电源侧灵敏度高，二者可单独或结合使用。通过分析故障后电流的正序分量和负序分量之间的相位关系以及零序分量的大小等特征，得出判据如表1，其中θ＝arg（）。
从以上判据可以看出：
（1）两相短路故障和两相接地故障的相位特征完全一样，还需附加鉴别有无零序电流来区分是否为接地故障；
（2）单相接地和两相接地判据也有重叠区域，考虑测量误差和计算误差，增加＜ε条件，在单相接地时接近0，而在两相金属接地短路时该差值远大于0。
故障测距分单端测距和双端测距［6］，双端测距分别考虑了两端数据的同时性和不同时特征，具有较高的计算精度；而单端测距由于受对端系统参数和接地阻抗的影响，其测距精度不如双端测距的精度高。
建立在文中所提网络方案之上的电网故障诊断是一个分层分布式的故障诊断系统，调度端分析系统由开关报警信息启动，结合保护动作信息，推理出停电区域，针对停电区域中涉及到的厂站及元件有目的地查询相关的故障录波信息和紧急制表信息，进一步得出准确的诊断结果，详细内容参见文献［5］。
4．3 故障信息管理系统
采用数据库技术和Web浏览方式开发的故障信息管理系统，以通过网[1][2]下一页
